Инновационная деятельность ОАО «Лукойл»

Полное фирменное наименование Компании — Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «Лукойл». Сокращенное фирменное наименование Компании — ОАО «Лукойл». Полное фирменное наименование на английском языке — Open Joint Stock Соmpany «Oil company «Lukoil».

Лукойл — одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными видами деятельности Компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. Лукойл владеет современными нефтеперерабатывающими, газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России, Восточной и Западной Европе, а также странах ближнего зарубежья. Продукция Компании реализуется в России, Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США.

Лукойл является второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1%, в общемировой добыче нефти — около 2,4%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится 18,6% общероссийской добычи и 18,9% общероссийской переработки нефти.

По состоянию на начало 2010 года доказанные запасы нефти Компании составляли 13 696 млн. барр., доказанные запасы газа — 22 850 млрд. фут3, что в совокупности составляет 17 504 млн. барр. н.э.

В секторе разведки и добычи ЛУКОЙЛ располагает качественным диверсифицированным портфелем активов. Основным регионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. Лукойл также реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа за пределами России: в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Колумбии, Венесуэле, Кот-д'Ивуаре, Гане, Ираке.

Лукойл владеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В России Компании принадлежат четыре крупных НПЗ — в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде, и два мини-НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 45,1 млн. т/год нефти. За рубежом Компании принадлежат НПЗ в Болгарии, Румынии и Украине, а также 49%-ая доля в нефтеперерабатывающем комплексе ISAB (о. Сицилия, Италия) и 45%-я доля в НПЗ TRN (Нидерланды). Совокупная мощность зарубежных НПЗ Компании составляет 26,4 млн. т/год нефти. В 2009 году на НПЗ Компании (с учетом долей в переработке на комплексах ISAB и TRN) было переработано 62,70 млн. т нефти, в том числе на российских — 44,46 млн. т.

По состоянию на начало 2010 года сбытовая сеть Компании охватывала 26 стран мира, включая Россию, страны ближнего зарубежья и государства Европы (Азербайджан, Беларусь, Грузия, Молдова, Украина, Болгария, Венгрия, Финляндия, Эстония, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Черногория, Румыния, Македония, Кипр, Турция, Бельгия, Люксембург, Чехия, Словакия, Хорватия, Босния и Герцеговина), а также США, и насчитывала 199 объектов нефтебазового хозяйства с общей резервуарной емкостью 3,13 млн. м3 и 6 620 автозаправочных станций (включая франчайзинговые).

Сектор включает в себя все направления энергетического бизнеса, начиная от генерации и заканчивая транспортировкой и сбытом тепловой и электрической энергии. В сектор «Электроэнергетика», ядром которого являются приобретенные в 2008 году активы ОАО «ЮГК ТГК-8», входят также организации, генерирующие электрическую и тепловую энергию на НПЗ Группы в Болгарии, Румынии. Генерирующие мощности группы «ЛУКОЙЛ» в настоящее время составляют около 4,6 ГВт. Общий объем выработки электроэнергии Группой, за исключением малой энергетики, в 2013 году составил 15,7 млрд кВт/ч. Отпуск тепловой энергии в 2013 году составил 13,6 млн Гкал.

Новые технологии и инновации — одно из основных конкурентных преимуществ ОАО «Лукойл». Специалисты Компании занимаются разработкой новейших и модернизацией существующих технологий.

Основной объем научно-технических работ в бизнес-сегменте пришелся на разработку рациональных комплексов геолого-геофизических исследований, совершенствование методов оценки запасов (продолжались работы по созданию методики подсчета запасов углеводородов в резервуарах со сложной структурой), на разработку и совершенствование методов повышения нефтеотдачи пластов и оптимизацию технологических решений при разработке неразбуренных участков и залежей. Пристальное внимание уделялось технологиям по обеспечению экологической безопасности при разработке месторождений, особенно морских.

К прорывным технологиям, внедренным в 2012 году, относится бурение горизонтальных скважин с МГРП. По итогам 2012 года введено 99 скважин с МГРП (многостадийный гидравлический разрыв пласта). Средний дебит нефти — 43,5 т/сут. Если в 2011 году технология МГРП применялась только в Западной Сибири, то в 2012 году она применялась и на месторождениях ООО «Лукойл-Пермь», ООО «Лукойл-Коми».

Кроме того, при строительстве новых скважин активно привлекались современные технические разработки в области «нижнего» заканчивания скважин. Так, на месторождении им Ю. Корчагина для предупреждения прорывов газа добывающие скважины оборудованы пассивными системами регулирования притока (ResFlow).

Для обеспечения постоянного мониторинга процесса разработки велась планомерная работа по оснащению скважин оптоволоконными системами (ОВС). На данный момент этими системами оснащены несколько скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, скважина 113 месторождения им. Ю. Корчагина и другие скважины.

Одним из важнейших результатов деятельности Компании в сфере развития технологий является активное применение методов интенсификации добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов (ПНП). Эти методы позволяют существенно увеличивать извлекаемые запасы и добычу нефти, вовлекать в промышленную разработку запасы высоковязкой нефти, запасы в низкопроницаемых коллекторах и трудноизвлекаемые запасы на поздней стадии разработки месторождений. Компания применяет физические, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты.

За счет других методов ПНП — гидродинамических, тепловых, химических, интенсификации добычи было добыто почти 8 млн т нефти. В 2012 году продолжилось активное внедрение новейших химических технологий (были проведены 1 602 операции против 1 417 в 2011 году).

Высокоэффективным методом ПНП является также бурение вторых стволов на существующих скважинах. В 2012 г. продолжилось активное использование этого метода. Так, на месторождениях Группы в 2012 году пробурено 377 боковых стволов со средней эффективностью 16,7 т/сут. Стабильно высокая эффективность в первую очередь обусловлена подготовкой научно обоснованных мини-проектов с применением гидродинамического моделирования и повышением точности прогнозирования геологического строения и структуры запасов на участках бурения вторых стволов. Следует отметить, что бурение вторых стволов применяется в основном на бездействующем фонде скважин с целью доизвлечения остаточных запасов нефти.

В 2013 году Группа выполнила 5605 операций ПНП, что на 15% выше уровня предыдущего года. Дополнительная добыча за счет применения в России методов ПНП составила 23,1 млн т. Основной объем дополнительной добычи получен за счет физических методов, в первую очередь за счет ГРП.

К примеру, в 2012 году ЛУКОЙЛ впервые в России провел тестовую операцию гидравлического разрыва пласта (ГРП) в море на скважине № 8 месторождения им. Владимира Филановского в северной части Каспия. До проведения операции ГРП максимальный приток нефти составлял 3,7 тонннефти в сутки. После применения ГРП приток вырос в 20 раз.

Рис. 1 Структура методов ПНП, использованных группой «Лукойл» (2013)

Рис. 2 Структура дополнительной добычи, полученной от применения технологий ПНП (2012)

Рис. 3 Эффект от применения методов ПНП в России

Рис. 4 Дополниетльная добыча от применния методов ПНП в России, млн. т

рынок инновация нефтеоттдача.

Стратегия развития инноваций

В соответствии с Программой стратегического развития Группы «Лукойл» на 2012;2021 годы и среднесрочными планами на 2013;2015 годы, деятельность компании в сфере инновационных технологий будет направлена на обеспечение строгой инвестиционной дисциплины и повышение энергоэффективности деятельности. В качестве приоритетных направлений деятельности можно выделить:

• — совершенствование разработки и вовлечение неактивных запасов, повышение нефтеотдачи пластов (ПНП);
• — выполнение планов по поиску, разведке, реализации и вводу в эксплуатацию новых приоритетных проектов (Ирак, Западная Африка, Северный Каспий, месторождения Большехетской впадины);
• — реализации программы модернизации российских НПЗ Группы, в том числе продолжение строительства второго комплекса каталитического крекинга вакуумного газойля в Нижнем Новгороде, гидрокрекинга ВГО в Волгограде, новой установки замедленного коксования в Перми.

Добыча высоковязкой нефти.

Компания динамично разрабатывает и использует новые технологии добычи высоковязких нефтей. В настоящее время Правительство стимулирует добычу высоковязких нефтей, делая ее более рентабельной за счет применения льготного налогообложения. Наибольший отечественный опыт освоения запасов высоковязких нефтей накоплен в Республике Коми, где Группа осуществляет разработку Ярегского и Усинского месторождений. На обоих месторождениях применяются термические методы увеличения нефтеотдачи пласта и добывается более 3 млн т/год.

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения разрабатывается по технологиям площадного паротеплового воздействия и пароциклического воздействия на пласт. В 2012 году было завершено строительство скважин и начата закачка теплоносителя по опытному элементу разработки. Продолжается реализация программы опытно-промышленных работ по строительству в юго-восточной части месторождения горизонтальных нагнетательных и наклонно-направленных добывающих скважин с заканчиванием выше природного экрана — репера R-4.

Ярегское месторождение разрабатывается по термошахтной технологии. Добыча на месторождении осуществляется в основном шахтным способом. На месторождении успешно завершены работы по внедрению горнопроходческих комбайнов для подготовки к разработке уклонных блоков шахт, что позволяет значительно сократить расходы на их строительство. Компанией «Сайнтифик Дриллинг Контролз Лимитед» впервые выполнены работы по исследованию 125 подземных скважин месторождения. По результатам разработана и реализуется программа РИР (изоляция водопритока).

В 2012 году введены под закачку пара пять нагнетательных скважин на ОПУ-5 Лыаельской площади, что позволило впервые в мире реализовать проект встречного ТГДП (термогравитационного дренирования пласта). Дальнейшее внедрение этого проектапозволит вовлечь в разработку до 16,4 млн т нефти.

В Компании особый акцент делается на разработку, модернизацию и строительство высокотехнологичного оборудования, позволяющего снижать затраты на переработку и производить новые виды высококачественной продукции. Непрерывное улучшение качества служит интересам потребителей и охраны окружающей среды, а производство продукции с большей добавленной стоимостью приносит Группе дополнительную прибыль.

С июля 2012 года все российские НПЗ Группы «ЛУКОЙЛ» перешли на выпуск автобензинов в соответствии со спецификацией Евро-5 в полном объеме, что обеспечило экономию на дифференциации акцизов в 2012 году.

В настоящее время Компания проводит работы по строительству нового оборудования и модернизации НПЗ. Так, в 2012 году на Ухтинском НПЗ завершились работы по модернизации реакторного блока ГДС-850, а также печного блока установки каталитического риформинга. Это позволило увеличить мощности обеих установок до 1,1 и до 0,4 млн т/год соответственно. На Нижегородском НПЗ в 2012 году была завершена реконструкция АВТ-5. На Волгоградском НПЗ в 2012 году была внедрена система улучшенного управления на установке изомеризации, позволяющая увеличить выход товарной продукции.

Проводятся также исследования по повышению эффективности энергопотребления и эксплуатационной безопасности НПЗ, ГПЗ и организаций нефтехимии.

Компания уделяет серьезное внимание развитию передовых технологий производства масел и присадок. В Компании создан блок по науке и технологиям. Его основными функциями являются разработка и вывод на рынок новых высококачественных продуктов, востребованных современной техникой, а также новых технологий и рецептур. Эта работа ведется специалистами Компании в тесном сотрудничестве с научными центрами России.

Компания придает большое значение использованию технологий, направленных на повышение эффективности не только операционной, но и управленческой деятельности. С этой целью было проведено расширение функциональности всех информационных систем, разработанных в интересах организаций Группы «Лукойл», осуществлено распространение их на большее число организаций Группы. Последовательно создавая и развивая интегрированную систему управления (ИСУ), к концу 2012 года на базе решений SAP было осуществлено внедрение 24 модулей в 114 организациях. В рамках перехода на Глобальное решение ИСУ разработаны локальные нормативные акты по портфелям активов и проектов, а также по бизнес-процессам на основе базовых документов корпоративной системы управления. Разработана модель системы процессно-функционального управления Группой «ЛУКОЙЛ», представляющая собой совокупность взаимосвязанных бизнес-процессов Группы.

Приоритетные направления деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ»

В соответствии с Программой стратегического развития Группы «ЛУКОЙЛ» на 2012;2021 годы и среднесрочными планами на 2013;2015 годы, в 2013 году деятельность Компании будет направлена на повышение уровня рыночной капитализации, укрепление конкурентных позиций на международном и национальном отраслевых рынках по ключевым показателям деятельности, расширение ресурсной базы Компании, ее товарную и региональную диверсификацию, усиление работы по направлению «Отношения с инвесторами», обеспечение строгой инвестиционной дисциплины, оптимизации размера оборотного капитала и повышение эффективности его использования, повышение энергоэффективности деятельности.

Так, объем финансирования научно-технических работ в 2012 году был увеличен и составил более 157 млн долл. (в 2011 году это значение было на уровне 140 млн долл.).

В 2012 году была создана дочерняя структура ОАО «РИТЭК» — ОАО «РИТЭК-ИЦ», которой был присвоен статус участника Фонда «Сколково». Создание ОАО «РИТЭК-ИЦ» приурочено к реализации проекта «Создание инновационного технического комплекса для увеличения нефтеотдачи пластов на основе интеграции тепловых и газовых методов».

В 2013 году Группа продолжала активно сотрудничать с государственной «Российской корпорацией нанотехнологий» (далее — РОСНАНО) в области коммерциализации нанотехнологий, перспективных для нефтегазовой промышленности. Так, с целью инновационной деятельности в сфере освоения трудноизвлекаемых запасов Баженовской Свиты в течение отчетного года ОАО «РИТЭК» проводило с РОСНАНО совместные работы. Кроме того, в рамках развития инновационной деятельности в сфере переработки попутного нефтяного газа в жидкие углеводороды были проведены испытания технологии «Мини-GTL».

«Газпром», «Лукойл» и «Сургутнефтегаз» пополнили список российских нефтегазовых компаний, попавших под санкции США. Вечером 12 сентября американские власти объявили о новом пакете мер, направленных на ограничение доступа российских компаний к технологиям и рынкам капитала, фактически изменив логику применения санкций.

Впервые в черном списке оказались не только госкомпании и компании, принадлежащие «друзьям Путина», но и «Лукойл» — частная компания, формально не считающаяся приближенной к руководству страны.

Речь идет о нефтегазовой компании, входящей в число лидеров отрасли. «Лукойл» уступает по объемам добычи нефти только «Роснефти», а по объемам добычи газа идет следом за «Газпромом», «Роснефтью» и «Новатэком».

У «Газпрома» действующих проектов по глубоководному бурению нет. В основном глубина шельфовых проектов компании, в частности, Киринского месторождения, не превышает 90−110 м. Формально под ограничение может попасть Южно-Киринское газоконденсатное месторождение, открытое в 2010 году. Оно расположено в Охотском море на северо-восточном шельфе острова Сахалин на расстоянии 35 км от берега и в 6 км на юго-восток от Киринского месторождения. Глубина моря на месторождении меняется в интервале 110−320 м. Но начало добычи на этом месторождении, как следует из материалов «Газпрома», отложено до 2019 года. Речь идет о значительных запасах: проведенная в 2013;м доразведка газоконденсатного Южно-Киринского месторождения (проект «Сахалин-3») обнаружила на нем большие запасы — 464 млн т нефти (С1 + С2), до 682 млрд куб. м газа. В отношении трех «новичков» списка пока действует только «директива № 4», предполагающая введение технологических, но не финансовых ограничений. Как следует из документа, опубликованного в пятницу американским Казначейством, в отношении компаний «гражданам США запрещается… предоставление, экспорт или реэкспорт… товаров, услуг (за исключением финансовых услуг) либо технологий для геологоразведки или добычи в глубоководных проектах, в оффшорных проектах в Арктике либо проектах по разработке сланцевых запасов». Предыдущее определение американского Казначейства (от 1 августа 2014 года) подразумевает под глубоководными проектами глубину воды более 164 метров (500 футов).

При этом на частные компании не распространяется запрет на доступ к финансированию. Однако президент «Лукойла» Вагит Алекперов 7 еще в июле в интервью Reuters признал, что санкции уже влияют на бизнес его компании, негативно сказавшись прежде всего на инвестиционной программе. В 2014 году «Лукойл» инвестировал в международные проекты около $ 20 млрд. «Мы сейчас рассматриваем различные варианты. Конечно, тот факт, что доступ к рынкам капитала будет затруднен, увеличит наши расходы и может снизить инвестиции», — говорил он. Общая сумма долгосрочной задолженности «Лукойла» в конце июня 2014 года составляла $ 11 480 млрд. 93% этой задолженности подлежит уплате в долларах (расчеты Forbes).

Проблемы с финансированием — не уникальная особенность «Лукойла». Соответствующие проблемы, к примеру, испытывает и «Газпром».

Источник, близкий к одной из структур «Газпрома», сообщил Forbes, что в ближайшее время монополия не будет привлекать новых кредитов, так как стоимость финансирования уже выросла на фоне негативного информационного фона. Впрочем, по его словам, пока денежного потока компании достаточно для оперативной работы. У «Лукойла» и «Газпрома» на начало 2014 года было хорошее соотношение чистого долга к EBITDA — 0,5.

Основные шельфовые проекты «Лукойла» располагаются на Каспии (месторождение имени Юрия Корчагина) и Балтике (месторождение «Кравцовское») и не попадают под формальные ограничения — в обоих случаях глубина разработки не превышает 25−30 метров. Проектов по добыче и геологоразведке в прибрежных водах Арктики у «Лукойла» нет. Пока в безопасности и другие значимые проекты «Лукойла» — в документе нет никаких мер, угрожающих американским активам компании. На конец 2013 года у «Лукойла» оставалось около 350 АЗС в США. Как заявил Forbes источник, близкий к компании, «пока никаких новых вводных по работе американской „дочки“ „Лукойла“ не поступало». Не подпадают под действие санкционного документа и проекты компании по добыче нефти в Западной Африке и на Черном море.